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长庆油田分公司年鉴 2025 CHANG QING YOU TIAN FEN GONG SI NIAN JIAN 2025

运行服务由“站外”向“站外 + 站内”扩展，实 术，形成“故障预测、措施控制、决策处置”为
现效率效益“双提升”。 一体的智能化气井生产模式，实现气井最优化运
行，智能化气井覆盖率达到 100%，人工劳动强度
【产能建设】 2024 年，第六采气厂按照“效益优 降低 70%，措施投入降低 30%，全年增产气量 2.6
先、滚动扩边、差异化布井、立体式开发”思路， 亿立方米。坚持问题导向和效益导向，分析储层

开展多元化剩余储量挖潜、多学科含水气藏攻关， 地质特征，深化低产低效气井综合治理，开展工
细化开发单元，多层系立体建产，新建气井 150 艺边界评价、新工艺论证试验等工作，精准应用
口，产能到位率 100.2%，直定向井Ⅰ+Ⅱ类比例达 储层解堵等措施增产技术序列，完成各类增产措
到 94.5%，连续 5 年保持箭头向上，苏里格南区 施 8 项 /104 口井，全年措施增产气量 9100 万立
各项开发指标接近高桥区实施效果，创历年最佳。 方米，超额完成 3520 万立方米。加强数字化改造，
建立差异化部署、平台化钻井、工厂化试气、集 补强井站前端监控设备；搭建三层网络结构，更
群化投产的“四化”高效建产模式，升级产建智 新万兆交换机 15 台，打通前中后端数字链条；推
能化闭环管理系统，推进油气共建一体化，应用 进生产数据系统化运用，创新“云边协同”工作
4 寸半小井眼钻井技术，规范带压下钻、试气回收、 模式，优化报警参数 2000 余项，大量压减非安全
集输联投等工艺流程，推广山区陡坡单边定向钻 性报警。
技术，施工效率比上年提升 27%，新井产能贡献

率为 30.6%，产建速率位居气田首位。围绕“分 【QHSE 管理】 2024 年，第六采气厂构建“一网
区部署、集中评价、重点突破”的增储思路，强 四级、每级有责、一格多点、每点覆盖”的风险
化储层地质研究，加大三维地震成果应用，创新 网格化管理框架，完善管理制度流程，厘清职责
实施“棋盘式”布井法，优选老井开展复查挖潜和 界面，建立 HSE“两个清单”265 份，编制防范
新层系潜力评价，明确各小层的剩余可采储量规模 措施 7000 余条，查改问题 268 项，落实“说清楚”11
及分布规律，扩边局部有利区 18 个 /150 平方千米。 次 /33 人次，2 个作业区通过长庆油田公司 QHSE
标准化示范站队评审。围绕“一个整治、四个提升”，
【提质增效】 2024 年，第六采气厂落实“四精” 创新开展“百日除患”行动，强化现场作业管理，
管理要求，发挥预算引领作用，制定费用预算模 靶向整治重点领域风险隐患 820 项，封堵高含硫

版 50 余张，细化预算井、站及设备，编制项目运 井 7 口，评估含硫管道 271 条，修订完成高后果
行大表，强化执行动态监控，实现预算多维度、 区“一区一案”，重大事故隐患实现动态清零，现
网格化、全过程管控，压减低效支出 567 万元， 场本质安全水平进一步提升。深入开展污染防治
单位完全成本比上年下降 86 元 / 千立方米。深化 攻坚行动，强化重点区域环境风险管控，采用防
成本对标管理，靶向实施“三控三降”行动，制 爆收油隔氧、密闭隔氧与 VOCs 挥发抑制装置及
定提质增效行动实施方案，落实 13 类 25 项专项 氮封工艺，完成 3 座场站 VOCs 达标治理；扩大
措施，常态化经营分析，严控折旧折耗和业务外包， 碳减排“四项措施”应用，优化简化集输工艺流
重点压减材料费、运输费、井下作业费，提升措 程，实施“电代油”钻井 63 口，天然气试气回收
施效率；推广新技术应用，加强试气回收，广泛 1900 余万立方米，减排二氧化碳约 5.3 万吨；建
征集控投降本等各类典型案例和“金点子”57 个， 成分布式光伏发电站 2 座 /705 千瓦，年发电 149
创效水平增强，全年实现提质增效 7944.6 万元， 万千瓦时。紧扣六项重点工作，落实井筒质量整

超额完成 1247 万元。 治提升计划，加大采购产品抽检力度，累计抽检
入井材料 220 批次，合格率 100%，固井质量合格
【科技创新】 2024 年，第六采气厂以排水采气主 率 100%；水露点、回注水质等工艺指标全部达标，
体工艺为基础，推广智能诊断、智能调参特色技 3 项 QC 成果获省部级奖励。
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